| Номер в госреестре | 91339-24 |
| Наименование СИ | Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 |
| Обозначение типа СИ | Обозначение отсутствует |
| Изготовитель | Акционерное общество "Самотлорнефтегаз" (АО "Самотлорнефтегаз"), Ханты-Мансийский автономный округ-Югра, г. Нижневартовск |
| Год регистрации | 2024 |
| МПИ (интервал между поверками) | 1 год |
| Описание типа | скачать |
| Методика поверки | скачать |
Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 (далее - СИКНС) предназначена для измерения массы нефтегазоводяной смеси и массы нетто нефти.
Принцип действия основан на прямом методе динамических измерений с помощью преобразователей расхода жидкости. Выходные сигналы преобразователей расхода, давления, температуры, объемной доли воды в нефти по линиям связи поступают в систему обработки информации, которая принимает информацию и производит вычисление массы и показателей качества нефти по реализованному в ней алгоритму.
Конструктивно СИКНС представляет собой единичный экземпляр измерительной системы, спроектированной и смонтированной для конкретного объекта из компонентов серийного производства. В состав СИКНС входит:
1) Блок измерительных линий (БИЛ), состоящий из трех измерительных линий (двух рабочих, одной контрольно-резервной).
2) Блок измерений параметров нефти сырой (БИК), предназначенный для измерения показателей качества нефти.
3) Система сбора и обработки информации (СОИ), предназначенная для сбора и обработки информации, поступающей от измерительных преобразователей, а также для вычислений, индикации и регистрации результатов измерений.
Таблица 1 - Состав СИКНС
| Наименование и тип средства измерений | Регистрационный номер в Федеральном информационном фонде по обеспечению единства измерений |
| 1 | 2 |
| Блок измерительных линий | |
| Расходомеры массовые Promass мод. Promass 83F | 15201-11 |
| Преобразователи измерительные Rosemount 3144P | 56381-14 |
| Термопреобразователи сопротивления Rosemount 0065 | 53211-13 |
Продолжение таблицы 1
| 1 | 2 |
| Преобразователи давления измерительные 3051S | 66525-17 |
| Блок измерений параметров нефти сырой | |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм мод. УДВН-1пм | 14557-15 |
| Влагомеры нефти поточные УДВН-1пм мод. УДВН-1пм2 | 14557-15 |
| Термопреобразователи с унифицированным выходным сигналом ТСПУ 0104 | 29336-05 |
| Датчики давления Метран-150, мод. Метран-^OTG | 32854-09 |
| Счетчики жидкости турбинные ТОР, мод. ТОР1-50 | 6965-03 |
| Система обработки информации | |
| Комплексы измерительно-вычислительные ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) | 43239-15 |
| Примечание - При использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм объемная доля воды в нефтегазоводяной смеси не должна превышать 2,0 % вкл. | |
В состав СИКНС входят показывающие средства измерений давления и температуры нефти утвержденных типов.
Место расположения системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19: Цех подготовки и перекачки нефти № 2 АО «Самотлорнефтегаз». Пломбирование средств измерений, находящихся в составе системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 осуществляется согласно требований их описаний типа. В случае отсутствия таких требований в описании типа, пломбирование проводится согласно МИ 3002-2006. Заводской номер 01 нанесен в виде цифрового обозначения на шкафу измерительно-вычислительного комплекса.
Общий вид СИКНС представлен на рисунке 1.
Рисунок 1 - Общий вид СИКНС
СИКНС имеет программное обеспечение (далее - ПО), представленное встроенным прикладным ПО комплекса измерительно-вычислительного ОКТОПУС-Л (OCTOPUS-L) и ПО АРМ оператора «ЦДС-Менеджер». Идентификационные данные программного обеспечения приведены в таблице 2.
Уровень защиты программного обеспечения «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Таблица 2 - Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационные данные (признаки) | ИВК ОКТОПУС-Л | ЦДС - Менеджер |
| Идентификационное наименование ПО | Formula.o | — |
| Номер версии (идентификационный номер) ПО | 6.15 | 3.4.2.375 |
| Цифровой идентификатор ПО | 5ED0C426 | — |
| Алгоритм вычисления цифрового идентификатора | CRC32 | — |
Таблица 3 - Метрологические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Диапазон массового расхода, т/ч | от 17,4 до 284,4 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерения массы нефтегазоводяной смеси | ±0,25 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде от 0 до 2 % включ. % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при использовании влагомера нефти поточного УДВН-1пм мод. УДВН-1пм2, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде от 0 до 5 % включ., % | ±0,35 |
| Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нетто нефти в составе измеряемой среды при определении массовой доли воды в нефтегазоводяной смеси в испытательной лаборатории по ГОСТ 2477, %, при содержании объемной доли воды в измеряемой среде, %: от 0 до 2 включ. от 2 до 5 включ. | ±0,35 ±0,65 |
Таблица 4 - Основные технические характеристики
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных линий | 3 (2 рабочие, 1 контрольно-резервная) |
| Характеристики измеряемой среды: - температура, °С - давление, МПа - плотность при температуре +20 °С, кг/м3 - кинематическая вязкость при температуре +20 °С, мм2/с - объемная доля воды в нефти, %, не более - массовая доля механических примесей, %, не более - массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более - объемная доля растворенного газа, м3/м3, не более - содержание свободного газа | от +10 до +40 от 0,24 до 1,60 от 790 до 870 от 4 до 40 5,0 0,05 300 5,0 не допускается |
| Режим работы | непрерывный |
| Температура окружающего воздуха, °С: - для первичных измерительных преобразователей - для ИВК и АРМ оператора | от +10 до +20 от +15 до +25 |
наносится на титульный лист инструкции по эксплуатации СИКНС типографским способом.
Таблица 5 - Комплектность средства измерений
| Наименование | Обозначение | Количество |
| Система измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 | 1 экз. | |
| Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и параметров нефти в нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 | 1 экз. |
ВЯ-1760/МИ «Инструкция. Масса нефти в составе нефтегазоводяной смеси. Методика измерений системой измерений количества и параметров нефтегазоводяной смеси (СИКНС) ДНС-19 АО «Самотлорнефтегаз», свидетельство об аттестации методики (метода) измерений № 1760/01.00248-2014/2023 от 8 июня 2023 г.
Приказ Росстандарта от 26 сентября 2022 г. № 2356 «Об утверждении Государственной поверочной схемы для средств измерений массы и объема жидкости в потоке, объема жидкости и вместимости при статических измерениях, массового и объемного расходов жидкости».
